Campo de Marlim. X. Recursos Minerais Energéticos: Petróleo 565

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1 X. Recursos Minerais Energéticos: Petróleo 565 em pacotes com até 250 m de espessura, lateralmente confinados pela intensa estruturação da área, que define uma série de blocos com contatos óleo-água individualizados. Tratase de reservatórios de boa porosidade (27% a 30%) e elevada permeabilidade. Campo de Marlim O Campo de Marlim foi descoberto em 1985 pelo pioneiro 1- RJS-219A, perfurado em lâmina d água de 835 m (Fig. X.30). Esse poço testou uma anomalia de amplitude sísmica que se revelaria como um leque arenoso de mar baixo de idade oligocênica, com cerca de 150 km 2 de área e espessura de 73 m, saturado por óleo de 19 o API e situado entre as cotas batimétricas de 500 e m. A trapa é eminentemente estratigráfica no sentido oeste, norte e sul, dada pelo pinch out dos reservatórios contra os folhelhos que envolvem o depósito arenoso; para leste, a acumulação termina contra uma falha normal lístrica, interpretada como sendo o duto pelo qual o petróleo ascendeu a partir da rocha geradora, situada na Formação Lagoa Feia (Tinoco e Corá, 1991). Como Complexo de Marlim denomina-se o campo propriamente dito e as acumulações adjacentes (Marlim Leste e Marlim Sul), em similar contexto estratigráfico e estrutural, no conjunto alcançando uma área de 380 km 2 e encerrando volume de óleo in place da ordem de 14 bilhões de barris (Tigre et al. 1990), e é a maior acumulação petrolífera já encontrada em território brasileiro. O reservatório Marlim consiste em uma série de lobos submarinos coalescentes, não-confinados, resultando em vasto corpo arenoso maciço e relativamente homogêneo, de granulometria média a fina e porosidade da ordem de 25%, com espessura média de 47 m, praticamente inconsolidados. O reservatório do Campo de Marlim abriga petróleo de densidade entre 17 o e 21 o API, biodegradado. Nas porções oeste e noroeste do campo, aparecem depósitos de geometria alongada que registram as fácies arenosas ligadas a canais alimentadores dos lobos distais. As fácies que constituem o reservatório de Marlim são: arenito fino a médio, maciço; interlaminados síltico-arenosoargiloso, bioturbado; e arenitos muito finos com ripples, interpretados como sendo depósitos originados pela ação de correntes de contorno em águas profundas que retrabalham os espessos corpos turbidíticos (Guardado et al. 1989). A análise composicional dos arenitos de Marlim revelou uma composição arcosiana, com cerca de 30% de feldspatos, principalmente potássicos. É baixa a taxa de alteração desses minerais quando comparados a outros reservatórios terciários da bacia, o que reduz a presença de caulinita e outros argilominerais que, potencialmente, prejudicam o fluxo durante a produção. A condição de alta friabilidade desses reservatórios acarreta baixa recuperação dos testemunhos coletados no campo, dificultando medições das condições petrofísicas. Ao mesmo tempo, a natureza friável da rocha favorece a produção de sólidos juntamente com o petróleo, fazendo-se necessárias Figura X.30 Seção sísmica de reflexão no Campo de Marlim, Bacia de Campos (mod. de Candido e Corá, 1990) Figure X.30 Seismic reflexion section of Marlim Field, Campos Basin (mod. from Candido and Cora, 1990)

2 566 Parte IV Recursos Minerais Industriais e Energéticos Figura X.31 Seção geológica ilustrativa dos diversos reservatórios saturados de petróleo no Campo de Albacora, Bacia de Campos (mod. de Candido e Corá, 1990) Figure X.31 Geological section illustrating several reservoirs saturated with oil at Albacora Field, Campos Basin (mod. from Candido and Cora, 1990) medidas especiais de contenção de areia nos poços produtores. A reserva de óleo em Marlim é de 1,7 bilhão de barris (Bruhn et al. 1996); em 2002, o campo alcançou a vazão média diária da ordem de barris, que corresponde a seu pico de produção planejado. Campo de Albacora Ocorrida em 1984, a descoberta do Campo de Albacora (Fig. X.31) foi a primeira entre os super-gigantes de água profunda da Bacia de Campos, o que abriu para a exploração vasta fronteira até então intocada. O poço pioneiro, o 1-RJS-297, foi perfurado em lâmina d água de 293 m e constatou uma seção arenosa constituída por seis corpos turbidíticos empilhados, com idades entre o albo-cenomaniano e o mioceno, situados a profundidades entre e m abaixo do nível do mar. Os arenitos produtores constatados pelo pioneiro estendem-se lateralmente, para águas profundas, a distâncias variáveis para cada nível, sendo que o reservatório do Mioceno, o mais amplo, avança até a lâmina d água de m. O campo ocupa uma área de 235 km 2, com uma espessura acumulada das diversas zonas portadoras de óleo da ordem de 117 m. A porosidade é muito variável, sendo em média de 17% nos arenitos mais antigos e de 30% nos turbiditos do mioceno. O maior volume de óleo da jazida encontra-se trapeado em reservatórios de idade oligocênica. Já os reservatórios do mioceno guardam vasta capa de gás. A densidade do óleo aumenta no sentido dos reservatórios mais jovens, sendo de 30 o API nos do albo-cenomaniano e de 17 o API nos do mioceno (Candido e Corá, 1990). O volume de óleo in place em Albacora é da ordem de 4,5 bilhões de barris (Tigre et al. 1990). O Campo de Albacora ocupa o ápice de um anticlinal orientado a SW NE, estruturando a seção do cretáceo superior e do terciário. O pacote albiano é afetado também por um sistema de falhas normais N S, algumas delas delimitando e compartimentando a acumulação para as areias dessa idade. Em sua deposição, os corpos turbidíticos de Albacora foram fortemente condicionados pela tectônica salina; com seu fluxo para leste, a saída dos evaporitos deixou inúmeras depressões no substrato, que definiram sítios preferenciais à captação dos fluxos arenosos. Os reservatórios oligocênicos de Albacora constituem sistema de leques turbidíticos de mar baixo, com elementos canalizados na porção noroeste do campo e lobos nas demais áreas (Candido, 1991). As fácies reconhecidas para os reservatórios dessa idade são: arenito fino a médio; arenito médio a grosso; lamito seixoso; e conglomerado. Diamictitos e lamitos deformados representam depósitos de talude associados aos reservatórios arenosos turbidíticos. Depósitos

3 X. Recursos Minerais Energéticos: Petróleo 567 de contornitos e de margas hemipelágicas também ocorrem, sendo as últimas os melhores marcos estratigráficos para correlação (Souza Cruz et al. 1986). Para os depósitos de idade albo-cenomaniana, predominam fácies de arenito maciço com cimento calcífero; interlaminado arenito-folhelho-calcilutito; e marga bioturbada. Compreendem um complexo sistema turbidítico em que se amalgamaram doze corpos arenosos individuais (Bruhn et al. 1998). A cimentação calcífera, que aumenta de intensidade com a profundidade, propicia a formação de concreções com geometria lenticular que, associadas às intercalações de folhelho, representam barreiras de permeabilidade com impacto sobre os mecanismos de fluxo durante a fase de produção. Campo de Garoupa Esta foi a primeira acumulação comercial descoberta na Bacia de Campos, feito alcançado com a perfuração do poço 1-RJS-9A, em Garoupa (Fig. X.32) localiza-se a cerca de 80 km a SE do Cabo de São Tomé, em cota batimétrica de 125 m. O campo tem uma área de 16 km 2 e produz petróleo com densidade entre 29 o e 32 o API de reservatórios carbonáticos albianos da Formação Macaé, que ocorrem a uma profundidade em torno de m. Os reservatórios do campo, com uma coluna de óleo de 145 m, têm porosidades de 17% a 22% (Tigre, 1988) e estão estruturados em anticlinal limitado por falhas normais lístricas a leste e a oeste; os mergulhos estruturais ao nível dos reservatórios, nos flancos da feição dômica, são da ordem de 3 o a 7 o. A componente estratigráfica da acumulação é dada pelo acunhamento das fácies porosas de calcarenitos e calcirruditos de alta energia, que gradam lateralmente a calcilutitos (Baumgarten, 1989). As rochas de granulometria mais grossa desenvolveram-se em função da evolução de um alto halocinético local durante o basculamento regional pós- Aptiano da bacia para leste. Na zona produtora de Garoupa, quatro fácies principais são reconhecidas: grainstone poroso, grainstone cimentado, wackestone/packstone e grainstone bioturbado, cimentado (Guimarães et al. 1998). Reservatórios efetivos localizam-se na primeira delas, sendo que as demais representam rochas submetidas a fenômenos de cimentação freática e de bioturbação durante episódios de exposição subaérea. O espaço poroso dos carbonatos Macaé exibe elementos de macroporosidade e microporosidade; a primeira é basicamente intergranular, mas também móldica e vugular por dissolução. Microporosidade é observada na matriz, nos grãos e no cimento, sendo predominante na zona de transição. Figura X.32 Seção geológica esquemática ilustrando a configuração estrutural-estratigráfica do Campo de Garoupa, Bacia de Campos Figure X.32 Schematic geological section illustrating the stratigraphicstructural configuration of Garoupa Field, Campos Basin

4 568 Parte IV Recursos Minerais Industriais e Energéticos O reservatório em Garoupa inclui espessa zona de transição óleo-água, correspondente a um terço da coluna total de hidrocarbonetos do campo. O contato óleo-água encontra-se ligeiramente inclinado para nordeste, como conseqüência da interação entre fenômenos diagenéticos e a migração do petróleo de leste para oeste dentro do campo. As reservas de óleo e de gás associado no reservatório Macaé de Garoupa são de 58 milhões de barris e 1,6 bilhão de m 3 (Baumgarten et al. 1982). Campo de Badejo Descoberto em 1975 pelo pioneiro 1-RJS-13, o Campo de Badejo (Fig. X.33) situa-se na culminância estrutural de um proeminente horst ao nível do embasamento, o Alto de Badejo, que se desenvolve em uma direção SW NE a cerca de 70 km da costa, em área de lâmina d água próxima aos 100 m. Esta jazida caracteriza-se pela produção de petróleo de 27 o API a partir de coquinas da Formação Lagoa Feia e de 33 o API em basaltos fraturados da Formação Cabiúnas. Os volumes de óleo in situ em cada um desses horizontes estratigráficos são de, respectivamente, 76 e 35 milhões de barris (Baumgarten et al. 1986). As coquinas exibem um padrão de porosidade bastante heterogêneo, com valores da ordem de 10% a 15%; a porosidade é basicamente móldica e vugular, por dissolução secundária das carapaças. Recristalização por fenômenos diagenéticos produziu cimentação por calcita e sílica, comprometendo as qualidades permo-porosas dessas rochas. As coquinas ocorrem em vários horizontes, com espessuras de até 150 m, intercaladas a arenitos líticos e folhelhos. Elas são constituídas basicamente por carapaças de pelecípodes, bastante retrabalhadas, com matriz terrígena. Aparecem níveis de oóides talco-estivensíticos, margas com leitos de ostracodes e arenitos bioturbados. O basalto, reservatório não-convencional produtor em Badejo por meio de fraturas, é de características tholeiíticas e exibe abundantes vesículas preenchidas por zeolitas, localmente tendo textura brechóide. A remoção das zeolitas por dissolução secundária, favorecida pela presença das fraturas, gerou porosidade vugular adicional a essa seção. As fraturas são localmente preenchidas por calcita; o maior óbice no que concerne à produção a partir destas rochas é o caráter descontínuo das redes de fraturas, cuja ocorrência é de difícil predição. A idade radiométrica dos basaltos Cabiúnas, obtida por meio do método K-Ar, está na faixa Ma (Pimentel e Gomes, 1982). Estudos dessa unidade identificaram ciclos que incluem um pacote basal de lava diferenciada durante sua consolidação; uma seção brechóide, indicativa de atividade piroclástica ou fragmentação da lava sotoposta; um pacote tufáceo muito alterado; e, culminando cada ciclo, aparecem arenitos argilosos inter-traps. Figura X.33 Seção geológica regional na porção sul da Bacia de Campos, mostrando o contexto estrutural e estratigráfico do Campo de Badejo (mod. de Tigre, 1988) Figure X.33 Regional geological section of the southern portion of Campos Basin showing the structural and stratigraphic framework of Badejo Field (mod. from Tigre, 1988)

5 X. Recursos Minerais Energéticos: Petróleo 569 Figura X.34 Mapa da Bacia de Santos, com os campos de petróleo já descobertos Figure X.34 Map of Santos Basin indicating the elements of oil system acting on the area Bacia de Santos A Bacia de Santos (Fig. X.34) tem orientação geral SW NE e geometria côncava, abrangendo cerca de km 2 do sudeste brasileiro. A norte é limitada pelo Arco de Cabo Frio e a sul pela Plataforma de Florianópolis, ambas sendo feições que se posicionam na terminação de lineamentos oceânicos expressivos (Cainelli e Mohriak, 1998). No sentido oeste, a Bacia de Santos é limitada pela Serra do Mar, uma feição fisiográfica que confina a bacia marginal ao domínio oceânico. A espessura total máxima do pacote neocomiano a recente que a preenche é estimada em cerca de m. Os primeiros levantamentos geofísicos na bacia datam de 1968 e em 1970 foi perfurado o primeiro poço. Até hoje foram descobertos 6 campos na Bacia, dos quais cinco em reservatórios carbonáticos albianos e um em rochas siliciclásticas do neocretáceo. Sistema Petrolífero Itajaí Açu Guarujá As rochas pelíticas (folhelhos calcíferos e margas) da Formação Itajaí Açu, de idade cenomaniana-turoniana, são os geradores do petróleo para esse sistema petrolífero (Fig. X.35). Tais rochas contêm querogênio do tipo II e teor de carbono orgânico de até 5%, ocorrendo com espessura máxima de 150 m. A migração foi por superfícies de discordância. Os reservatórios são calcarenitos porosos albianos da Formação Guarujá, estruturados em amplos anticlinais associados à halocinese. Exemplificam essa condição os campos de Caravela, Estrela do Mar, Tubarão e Coral, na porção sul da bacia. Esse sistema gerador também alimentou rochas siliciclásticas neocretácicas; tal é o caso no Campo de Merluza, onde turbiditos santonianos e arenitos maastrichtianos de plataforma foram saturados por gás, tendo a migração a partir das rochas geradoras ocorrido por falhas lístricas. Campo de Caravela O Campo de Caravela situa-se na porção sul da Bacia de Santos, em lâmina d água de 195 m. A acumulação, descoberta pelo pioneiro 1-BSS-64, ocorre em ampla feição dômica com eixo N S, de origem halocinética, cortada por falhamentos também nessa orientação, estruturando a seção de carbonatos albianos da Formação Guarujá que constituem os reservatórios

6 570 Parte IV Recursos Minerais Industriais e Energéticos Os reservatórios eo-mesoalbianos em Caravela, correspondentes à Formação Guarujá Inferior, caracterizamse por importante compartimentalização vertical (Fig. X.36), associada a uma boa continuidade lateral, o que condiciona complexos arranjos de fluidos que influem notavelmente nos mecanismos de fluxo e, conseqüentemente, no gerenciamento da produção. As rochas-reservatório são calcarenitos oolíticos de barras de plataforma intercalados a calcarenitos peloidais depositados em ambiente de menor energia. As porosidades chegam a 24%, e as permeabilidades são da ordem de até alguns Darcies, valores anômalos para a grande profundidade em questão. Campo de Merluza Figura X.35 Carta estratigráfica da Bacia de Santos, com indicação dos elementos do sistema petrolífero atuante na área (mod. de Milani e Thomaz Filho, 2000) Figure X.35 Stratigraphic map of Santos Basin indicating the elements of oil system acting on the area (mod. from Milani and Thomaz Filho, 2000) do campo. O óleo, com densidades entre 38 o e 45 o API, satura grainstones oolíticos e oncolíticos situados a m, as maiores profundidades de que se obtém produção petrolífera hoje em dia no Brasil. Ao tempo da descoberta, a reserva de óleo e condensado no Campo de Caravela foi estimada em 109 milhões de barris, e a de gás natural em 2,5 bilhões de m 3 (Moraes et al. 1994). O gás associado a essa jazida inclui 38 ppm de H 2 S, impondo a aplicação de normas ligadas à segurança operacional, pois existe potencial para severa corrosão de equipamentos e eventuais vazamentos associados, com os conseqüentes riscos à vida humana no ambiente de trabalho. Descoberto pelo pioneiro 1-SPS-11, em 1979, o Campo de Merluza (Fig. X.37) materializa a singular história de sucesso da campanha exploratória executada por companhias contratantes com cláusula de risco, condição vigente no País entre o final dos anos 70 e meados dos 80. O contrato em questão foi operado pelo consórcio Pecten Marathon Shell; a descoberta deu-se a 140 km da costa do Estado de São Paulo, em área com lâmina d água entre 120 e 140 m. A estrutura perfurada tem forma dômica alongada a N S, área de 29 km 2 e relevo de 160 m, tendo gênese relacionada à intensa halocinese que caracterizou a evolução da Bacia de Santos. As reservas de Merluza somam 7 bilhões de m 3 de gás e cerca de 10 milhões de barris de condensado (Jinno e Lamas, 1990). A acumulação ocorre em dois níveis estratigráficos distintos: em arenitos de plataforma marinha rasa da porção basal da Formação Juréia, de idade maastrichtiana, e em arenitos turbidíticos santonianos da Formação Itajaí Açu Membro Ilhabela (Rodrigues et al. 1991). Os arenitos turbidíticos de Merluza são maciços, com gradação normal e exibem espessas franjas diagenéticas de clorita; são caracterizados por porosidade dominantemente intergranular primária, da ordem de 20%. Já os arenitos Juréia, posicionados acima dos turbiditos e deles separados por uma seção pelítica com cerca de 200 m de espessura, representam depósitos de ilha de barreira e exibem cimentação quartzofeldspática, que resulta em porosidades entre 13% e 15%. A presença de um aqüífero ativo ao longo do flanco oeste da estrutura contribui para o mecanismo de produção do campo. Bacia do Paraná A Bacia do Paraná (Fig. X.38) situa-se no centro e sul do Brasil, onde cobre mais de de km 2, estendendo-se aos vizinhos Paraguai, Uruguai e Argentina, onde ocupa outros km 2. A sinéclise exibe formato oval, com eixo maior orientado a NNE SSW, sendo que dois terços de sua área são

7 X. Recursos Minerais Energéticos: Petróleo Figura X.36 Seção geológica de detalhe do Campo de Caravela, Bacia de Santos, ilustrando a distribuição de fácies reservatório nos carbonatos albianos da Formação Guarujá Figure X.36 Geological section of detail of Caravela Field, Santos Basin, illustrating the distribution of facies reservoirs in the Albian carbonates of the Guarujá formation Figura X.37 Seção de correlação estratigráfica baseada em poços no Campo de Merluza, Bacia de Santos, mostrando a distribuição de arenitos saturados de gás (mod. de Jinno e Lamas, 1990) Figure X.37 Section of stratigraphic correlation based on wells at Merluza Field, Santos Basin, showing the distribution of gas-saturated sandstones (mod. from Jinno and Lamas, 1990) 571

8 572 Parte IV Recursos Minerais Industriais e Energéticos Figura X.38 Mapa ilustrativo da faixa de ocorrência da Formação Irati em superfície, no flanco leste sul da Bacia do Paraná Figure X.38 Map illustrating the occurring strip of Irati Formation on surface, at southeastern portion of Paraná Basin cobertos pelas lavas mesozóicas da Formação Serra Geral. As rochas sedimentares que a preenchem aparecem ao longo de um cinturão de afloramentos com mais de km de extensão, moldado pelos processos erosivos meso-cenozóicos do continente. O registro sedimentar-magmático desta ampla bacia alcança cerca de m de espessura máxima. A origem e o desenvolvimento da Bacia do Paraná no interior continental do Gondwana, a partir do neo-ordoviciano, teve estreito relacionamento com a evolução dos Gondwanides, importante cinturão de deformação compressiva ativo durante todo o fanerozóico ao longo da margem sudoeste do continente (Milani e Ramos, 1998). As orogenias lá ocorridas parecem ter propagado esforços compressivos seletivamente ao interior do continente, e com isso contribuído na criação de espaço deposicional na Bacia do Paraná (Milani, 1997), bem como na história de deformação da bacia, por meio da reativação de zonas de fraqueza preexistentes do substrato pré-cambriano. Seis superseqüências são identificadas na Bacia do Paraná (Milani, 1997): Rio Ivaí, Paraná, Gondwana I, II, III e Bauru. As três primeiras correspondem a grandes ciclos transgressivoregressivos paleozóicos, enquanto as demais constituem-se de rochas sedimentares de natureza continental e ígneas associadas. Figura X.39 Carta estratigráfica da Bacia do Paraná (mod. de Milani e Thomaz Filho, 2000), com referência ao posicionamento do folhelho betuminoso da Formação Irati Figure X.39 Stratigraphic map of Paraná Basin (mod. From Milani and Thomaz Filho, 2000), with reference to the positioning of bituminous shale of Irati Formation Com particular interesse ao tema aqui abordado aparece a Superseqüência Gondwana I (Fig. X.39), que constitui o pacote sedimentar mais volumoso da Bacia do Paraná, com espessura total da ordem de metros. Trata-se de seção sedimentologicamente complexa e heterogênea, onde estão registradas desde as condições glaciais vigentes durante o neocarbonífero até o seco e árido interior continental do triássico. Em sua porção média, a Superseqüência Gondwana I inclui os folhelhos betuminosos da Formação Irati, rochas que se incluem entre as organicamente mais ricas do Planeta; em função de seu elevado teor de carbono orgânico, a Formação Irati propicia o aproveitamento industrial de seus

9 X. Recursos Minerais Energéticos: Petróleo 573 folhelhos para a extração de petróleo e gás, como descrito a seguir. Industrialização do Folhelho Betuminoso Irati: tecnologia não-convencional para produção de petróleo No Brasil, o interesse pela potencialidade de utilização do folhelho betuminoso, ou xisto, como fonte alternativa para produção de petróleo, é antigo. A primeira extração de petróleo a partir de folhelho organicamente rico aconteceu em 1884, na Bahia. Em 1935, em São Mateus do Sul PR, uma usina rudimentar chegou a produzir em torno de 300 litros de óleo por dia a partir do folhelho da Formação Irati. Em 1949, o Governo Federal decide investigar cientificamente as potencialidades do xisto e a viabilidade econômica de sua industrialização. Um ano mais tarde, é criada a Comissão de Industrialização do Xisto Betuminoso, para estudar a construção de uma usina na cidade de Tremembé, Bacia de Taubaté, São Paulo, com capacidade para produzir 10 mil barris diários. Com a criação da PETROBRAS em 1953, o acervo desta Comissão é por ela incorporado e, em , foi desenvolvido um novo processo de tratamento do folhelho betuminoso, o Petrosix, reconhecido mundialmente como o mais avançado no aproveitamento industrial de folhelhos betuminosos. A maior parte do folhelho betuminoso existente em território nacional, com as características mais adequadas ao aproveitamento industrial, está incluída na Formação Irati, Permiano da Bacia Paraná (Fig. X.36), que ocorre nos estados de São Paulo, Paraná, Santa Catarina, Rio Grande do Sul, Mato Grosso do Sul e Goiás. A PETROBRAS concentrou suas operações na jazida de São Mateus do Sul, onde o minério é encontrado em duas camadas: a superior, com 6,4 metros de espessura e teor de óleo de 6,4%, e a inferior, com 3,2 metros de espessura e teor de óleo de 9,1% (Fig. X.40). Em 1972, entrou em operação a Usina Protótipo do Irati, comprovando operacionalmente a viabilidade técnica do processo Petrosix. A consolidação dessa tecnologia se completaria em dezembro de 1991, quando entrou em operação o módulo industrial da usina paranaense. Hoje, a Superintendência de Industrialização do Xisto minera e processa diariamente toneladas de rocha cujo tratamento recupera barris de óleo, 120 toneladas de gás combustível, 45 toneladas de gás liquefeito e 75 toneladas de enxofre. A principal característica da tecnologia desenvolvida pela PETROBRAS é a simplicidade operacional. Depois de minerado a céu aberto, o folhelho betuminoso vai para um britador, que o reduz a fragmentos com tamanhos entre 6 e 70 mm. Esse material britado é então levado a uma retorta, onde é submetido a um processo de pirólise a 500 graus centígrados, sendo então a matéria orgânica ou querogênio convertida em óleo e gás. Terminado o processo de extração do óleo e gás da rocha, o xisto retortado é devolvido à área minerada, que é então recuperada sob o ponto de vista ambiental. Segundo as premissas operacionais do processo Petrosix, de cada quilômetro quadrado da Formação Irati podem ser obtidos 7,3 milhões de barris de petróleo (Padula, 1968). Figura X.40 Detalhe estratigráfico do Grupo Passa Dois na área da Superintendência de Industrialização do Xisto, em São Mateus do Sul PR, com destaque para as camadas de folhelho betuminoso da Formação Irati Figure X.40 Stratigraphic detail of Passa Dois Group, in the area of Superintendence of Xisto Industrialization, in São Mateus do Sul PR, showing the layers of bituminous shale of Irati Formation

10 574 Parte IV Recursos Minerais Industriais e Energéticos Referências Bibliográficas Alves, J.B., Candido, A., Santos, D.R Cação Bacia do Espírito Santo. In: PETROBRAS, Seminário de Reservas e Reservatórios, 2, Rio de Janeiro. Anais, 1 CD-ROM. Andrade, G Campo de Dom João: Breve histórico e evolução dos conhecimentos geológicos nas décadas de 60/70. In: PETROBRAS, Encontro Técnico sobre o Campo de Dom João, Salvador, Anais ANP AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO Anuário estatístico brasileiro do petróleo e do gás natural. 135 p. Bagnoli, E O arenito Mossoró, Campo de Canto do Amaro, Cretáceo Superior da Bacia Potiguar, Brasil: um exemplo de um reservatório de tidal inlet channel. In: PETROBRAS, Seminário de geologia de desenvolvimento e reservatório, 3, Salvador, Anais, Barroso, A.S., Mihaguti, M.K., Castro, D.D., Stank, C.V Roncador Giant oil field: Deep-water exploration and production of an heterogeneous Maastrichtian turbidite reservoir from Campos Basin, Brazil. 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In: PETROBRAS, Seminário de Geologia de Desenvolvimento e Reservatório, 2, Rio de Janeiro, Anais, Souto Filho, J.D., Correa, A.C.F., Santos Neto, E.V., Trindade, L.A.F Alagamar-Açu petroleum system, onshore Potiguar Basin, Brazil: a numerical approach for secondary migration. In: Mello, M.R., Katz, B.J. (eds.) In: Petroleum systems of the South Atlantic margins. Tulsa: AAPG (Memoir 73). Souza, R.A., Mato, L.F Interpretação geológica e zoneamento realizado pelo Beicip-Franlab. In: PETROBRAS, Encontro Técnico sobre o Campo de Dom João, Salvador, Anais, Souza Cruz, C.A., Barrocas, S.L.S., Appi, C.J Modelo deposicional dos reservatórios turbidíticos do Campo de Albacora, Bacia de Campos. In: PETROBRAS, Seminário de Geologia de Desenvolvimento e Reservatório, 2, Rio de Janeiro, Anais, Tigre, C.A Garoupa: descoberta, delimitação e desenvolvimento. In: PETROBRAS, Seminário de Geologia de Desenvolvimento e Reservatório, 3, Salvador, Anais, Tigre, C.A., Corá, C.A.G., Candido, A Campos de petróleo em águas profundas na costa brasileira privilégio da Bacia de Campos? In: PETROBRAS, Seminário de Geologia de Desenvolvimento e Reservatório, 4, Natal, Anais, Tinoco, P.M.B., Corá, C.A.G Campo de Marlim: contexto geológico e estratégia de produção. In: PETROBRAS, Seminário de Engenharia de Reservatórios, 4, Cabo Frio, Anais, Yokota, H.K., Romeu, R.K., Monteiro, M.C., Rosseto, J.A Modelagem geológica 3D do Campo de Rio Urucu. In: PETROBRAS, Seminário de Reservas e Reservatórios, 3, Rio de Janeiro, Anais, 1 CD-ROM.

12 576 Parte IV Recursos Minerais Industriais e Energéticos Edison José Milani. Geólogo (UFRGS/ 1977), Mestre (UFOP/1985), Doutor (UFRGS/1997). Na PETROBRAS desde 1978, trabalhando inicialmente como geólogo de poço nas bacias do Recôncavo, Campos e Santos, posteriormente, no Centro de Pesquisas da PETROBRAS, participou de uma série de projetos de estudo das bacias do Norte e Nordeste. Chefiou o grupo de exploração da Bacia do Paraná, em Curitiba e, atualmente na Sede da Empresa, gerencia um grupo de técnicos dedicados ao desenvolvimento de novas tecnologias aplicadas à Exploração. ejmilani@petrobras.com.br Laury Medeiros de Araújo. Geológo (UNISINOS/1978), Doutor (UFRGS/ 2001). Na PETROBRAS, desde 1979, atuou na área de acompanhamento geológico de poços e avaliação de perfis e testes de formação na Bacia de Campos, desenvolvendo estudos pioneiros na área da hidroquímica aplicada à exploração. Exerceu atividades de interpretação exploratória na Bacia do Paraná e, atualmente, trabalha no grupo de modelagem de sistemas petrolíferos na PETROBRAS, no Rio de Janeiro. laury@petrobras.com.br